Polskie Sieci Elektroenergetyczne i nadzorujące spółkę Ministerstwo Energii boją się powtórki z ubiegłorocznego kryzysu, kiedy ekstremalne temperatury w połączeniu z niskim stanem wód i awarią dużego bloku doprowadziły do wprowadzenia administracyjnych ograniczeń dostaw.
– Dlatego jest pomysł, by na ten okres zorganizować aukcje np. dla odbiorców przemysłowych. W sytuacji kryzysu na żądanie operatora ograniczyliby pobór – tłumaczy nam osoba znająca ustalenia. – Aukcja letnia na pewno się odbędzie, przy czym PSE zmieniło nastawienie i jest gotowe płacić za samą gotowość do redukcji – zapewnia inne źródło.
Z naszych informacji wynika, że plan uzyskał już akceptację resortu energii.
Przełom w podejściu
Nowe podejście spodobałoby się Komisji Europejskiej, która preferuje mechanizmy rynkowe, a neguje te zaburzające konkurencję. Wnioski z przeglądu mechanizmów mocy w Europie opublikowano w ubiegłym tygodniu. U nas na razie zarządzanie popytem kuleje, i to mimo gromadzonego przez PSE od pewnego czasu potencjału tzw. negawatów (jednostek zaoszczędzonej mocy).
– Aby ten mechanizm działał, aukcje powinny być ogłaszane częściej, np. raz w tygodniu czy nawet codziennie. Wtedy jego koszty będą niższe – radzi Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych (FAE). Szacuje, że krajowy niewykorzystany potencjał w zakresie redukcji zapotrzebowania na moc (najpierw wśród odbiorców przemysłowych, a potem także gospodarstw) to nawet 4–5 GW, czyli mniej więcej tyle, ile łącznie dadzą stawiane bloki w Opolu, Jaworznie, Kozienicach i ta dopiero planowana w Ostrołęce.
– Jeśli operator będzie ogłaszał aukcje na negawaty raz do roku i nie będzie płacił za oferowaną moc, a dodatkowo będzie nakładał kary za niezredukowanie poboru, to nie zachęci przemysłu – dodaje Maćkowiak-Pandera.
Jak zapewniają źródła zbliżone do PSE, rola zarządzania popytem w ramach reformowanego rynku energii (nad czym pracuje PSE) miałaby rosnąć nie tylko latem. Pakiet dokumentów złożony zostanie w czerwcu w ME. Konsultacje mają potrwać do września i dopiero wtedy mogą się zacząć rozmowy z Brukselą o nowych mechanizmach wsparcia. O ile zdecydujemy się na notyfikację, bo rozważana jest także tzw. krótka ścieżka bez niej.
Na kroplówce
Co warto wiedzieć o ESG? Jej znaczenie dla firm i gospodarki.
Część tego pakietu stanowić mają propozycje reformy rynku bilansującego, który ma się opierać na cenach węzłowych. Cena hurtowa na różnych obszarach kraju będzie inna i zależna od bilansu popytu i podaży mocy na tym terenie. Mówiąc prościej – tam, gdzie jest niedobór źródeł, ceny będą wyższe, co powinno wymuszać inwestycje.
Nasi rozmówcy zwracają jednak uwagę, że to kontrowersyjne ze względów politycznych. Bo wtedy odbiorcy w Polsce północno-wschodniej mieliby znacznie droższy prąd. Na koncepcję nosem kręcą wytwórcy. Dla nich języczkiem u wagi pozostaje projektowany rynek mocy, czyli wsparcie dla elektrowni konwencjonalnych. Jak wynika z naszych informacji, w kwietniu PSE rozpoczęło konsultacje ze spółkami energetycznymi i dużymi odbiorcami w sprawie jego kształtu. Chodzi o to, by w jak najmniejszym stopniu odbiło się to na kieszeni odbiorców. A że się odbije, to jest pewne. – Już są głosy przemysłu wołającego o zwolnienia z finansowania rynku mocy podobnie jak z akcyzy czy subsydiowania odnawialnych źródeł. Tyle że tych kosztów nie udźwigną sami konsumenci – podkreśla nasz rozmówca.
Odbiorcy już i tak robią zrzutkę na tymczasowe mechanizmy wsparcia w postaci operacyjnej rezerwy mocy (ORM) oraz interwencyjnej rezerwy zimnej (IRZ). Krytykę pierwszego z tych mechanizmów można wyczytać z ostatnich dokumentów KE. – W ME i PSE zdają sobie sprawę z nierynkowego charakteru ORM. De facto jest to kroplówka dla koncernów windująca ceny hurtowe i dosypująca kasę do istniejących już w systemie starych elektrowni. Ale dzięki tym środkom spółki mogą też kontynuować inwestycje w nowe bloki. Plan polega na przeciąganiu ORM jak długo się da – tłumaczy nasze źródło.
Bruksela może być przychylna IRZ, gdzie najstarsze przeznaczone do wyłączenia bloki są uruchamiane tylko w sytuacjach niedoborów.
– Podobny mechanizm funkcjonuje do 2020 r. w Niemczech dla 2,7 GW najstarszych elektrowni na węgiel brunatny. Nie są podmiotami na rynku, a pozostawienie ich w rezerwie ogranicza emisję – argumentuje ekspertka FAE.
Jej zdaniem KE może się zgodzić na wprowadzenie w Polsce rynku mocy. Bo jesteśmy blisko spełnienia warunku dotyczącego zagrożenia bilansowania. Jednak to, czego oczekiwałaby w zamian, to zwiększenie handlu transgranicznego energią, by w naszym rynku mogły też uczestniczyć inne państwa.
Mechanizmy nie mogą zablokować też unijnych celów na 2020 i 2030 r. – Wątpliwe więc, by na ich podstawie dało się zrealizować kolejne inwestycje węglowe – dodaje Pandera.
Podyskutuj z nami na Facebooku, www.facebook.com/ekonomia. Czy byłbyś skłonny ograniczyć zużycie energii za odpowiednim wynagrodzeniem od operatora?
Opinia
dr hab. Filip Elżanowski | Uniwersytet Warszawski
PSE nie wypracowały jeszcze optymalnego kształtu rynku mocy. Trwają konsultacje ws. kontraktów różnicowych (gdzie dopłaca się różnicę między kosztem realnym wytworzenia a niską rynkową ceną energii) i dwutowarowego rynku, gdzie jest stała, wysoka opłata za gotowość, a resztę pokrywa się ze sprzedaży energii na rynku. Na drugą koncepcję PSE nie stać. Dlatego chcą stworzyć długoterminowy rynek oparty na produktach. ORM działałby w nim, jak długo pozwoliłaby KE, najlepiej na zakładkę z nowym systemem. Rosnąć miałaby zaś rola zarządzania popytem. Planowany mechanizm miałby gwarantować najtańszy koszt uzyskania ograniczeń. Najłatwiej to osiągnąć, organizując częstsze aukcje, niż maksymalizując zamawiany wolumen w ramach aukcji.
